La adopción de tecnologías de almacenamiento de energía como las baterías de ion-litio y las centrales hidroeléctricas reversibles (pumped storage hydro, como se las nomina en inglés) podría reducir los costos medios del sistema eléctrico brasileño hasta un 16 % en 2029, además de contribuir a la confiabilidad y permitir una mayor participación de las renovables sin aumentar la dependencia de las termoeléctricas fósiles.
Las estimaciones forman parte del estudio Accelerating the Brazilian Energy Transition: Comprehensive Energy Storage Meta-Analysis for Brazil (Acelerando la transición energética brasileña: Metaanálisis integral del almacenamiento de energía en Brasil), un análisis sobre el papel de los sistemas de almacenamiento de energía (ESS, por sus siglas en inglés) en la transición energética del país. El informe examina los aspectos técnicos, económicos y regulatorios que pueden hacer posible la incorporación de estas tecnologías al sistema eléctrico, en un momento de expansión de la generación solar y eólica.
Según el estudio, tanto las baterías de ion-litio como las centrales hidroeléctricas reversibles son adecuadas para resolver problemas operativos del sistema eléctrico brasileño, en particular las rampas de carga y la limitación de fuentes renovables como la solar y la eólica, además de proporcionar servicios complementarios.
Mientras que la primera tecnología es más apropiada para aplicaciones de corta duración, de hasta cuatro horas, y puede desarrollarse de forma modular, la segunda ofrece almacenamiento a largo plazo y puede aprovechar las características geográficas de Brasil y su experiencia en hidroenergía.
Transformación de la matriz eléctrica
La participación creciente de fuentes renovables variables, principalmente eólica y solar fotovoltaica, ha afectado de manera significativa la dinámica operativa tradicional del Sistema Interconectado Nacional (SIN), estructurado históricamente en torno a una matriz predominantemente hidroeléctrica.
La participación de las hidroeléctricas pasó de 65 % en 2014 a menos de 48 % en 2025. Si se incluyen la micro y la minigeneración, esa proporción en la capacidad instalada nacional desciende a 40 %. Al mismo tiempo, la fuente eólica aumentó de 2 % a 16 % (13,22 % considerando MMGD) y la solar, que no figuraba en la matriz, representa ahora 8 % de la capacidad de generación centralizada (24 % si se incluye la MMGD).
Con estos cambios estructurales, el sistema eléctrico necesita reforzar su capacidad de ofrecer servicios esenciales como capacidad, flexibilidad, reservas y servicios auxiliares, cuya demanda continúa en aumento, mientras que la oferta existente —principalmente de centrales hidroeléctricas y termoeléctricas— enfrenta restricciones operativas y plantea inquietudes ambientales y económicas.
En este contexto, los ESS surgen como candidatos estratégicos para asegurar la confiabilidad del sistema y permitir una penetración más profunda de las energías renovables sin incrementar la dependencia de los combustibles fósiles.
“El almacenamiento de energía es una pieza clave para la transición energética brasileña. Contribuye a reducir los costos sistémicos y posibilita una mayor participación de fuentes renovables en la matriz eléctrica, pero necesita condiciones regulatorias y económicas que permitan su expansión”, señaló Luiz Barroso, director ejecutivo de PSR.
Necesidad de flexibilidad de hasta 58 GW en 2029
La flexibilidad del sistema eléctrico, es decir, su capacidad de responder de forma eficiente a cambios rápidos en la carga neta impulsados por la variabilidad de la generación renovable no despachable —en especial la solar—, será determinante. Dado que la producción solar fluctúa a lo largo del día, sobre todo durante las rampas pronunciadas al amanecer y al atardecer, el sistema debe poder aumentar o disminuir con rapidez otras fuentes de generación para mantener la confiabilidad y equilibrar la oferta y la demanda.
El estudio de PSR analizó las necesidades de flexibilidad del sistema eléctrico brasileño en distintos meses y escenarios de 2029. Las rampas de una hora durante el día exigirán en promedio 5 GW, con picos de 16 GW en escenarios críticos; las rampas de 4 horas requerirán en promedio 19 GW, con máximos de 47 GW; y en rampas de 7 horas la demanda media será de 30 GW, alcanzando 58 GW en situaciones críticas.
Sin la incorporación de recursos de respuesta rápida, la confiabilidad de la red podría verse comprometida, advierte PSR. En este marco, los ESS pueden desempeñar un papel esencial para respaldar la flexibilidad del sistema.
Según el informe de la consultora, la introducción de 32 GW de baterías de 4 horas reduciría los costos de atención a la demanda en 13 % en 2029, mientras que 32 GW de centrales hidroeléctricas reversibles de 100 horas disminuirían los costos en 16 %, en comparación con un sistema de generación similar al actual. La firma también simuló una expansión de 32 GW de termoeléctricas flexibles a gas, que implicaría una reducción del 4,1 %.
Nuevas fuentes de ingresos, tributación y regulación
Aunque la posibilidad de cubrir las necesidades del sistema a un costo menor existe, las condiciones de mercado y la tributación aplicable a las baterías siguen siendo insuficientes para hacer económicamente viables los sistemas de almacenamiento en el país, señala PSR. Además, la falta de estructuras regulatorias adecuadas constituye otra barrera para la adopción de esta tecnología.
La arbitraje de precios —una aplicación fundamental de los ESS que permite almacenar energía cuando los precios son bajos y despacharla cuando son altos— todavía no genera ingresos suficientes.
Para que las baterías resulten financieramente viables, sería necesaria una diferencia media de precios diaria de 72 a 152 dólares/MWh durante cuatro horas por día, considerando una vida útil de 15 años. De manera similar, las centrales reversibles requerirían una diferencia de 65 a 161 dólares/MWh a lo largo de ocho horas diarias, con una vida útil estimada en 40 años. Sin embargo, el modelo de formación de precios por hora en Brasil presenta una baja variación diaria, con un promedio cercano a 29 dólares/MWh, insuficiente para que la arbitraje resulte económicamente viable.
Por ese motivo, el informe indica que es esencial crear nuevas fuentes de ingresos para estos proyectos, como la remuneración por capacidad y por servicios auxiliares, y permitir su acumulación.
Otro desafío clave para la viabilidad económica del almacenamiento es la tributación. Las baterías enfrentan una carga impositiva superior a la de la generación tradicional, lo que puede desalentar la inversión en almacenamiento en el país. Se estima que, en promedio, los costos aumentan un 76 % tras la aplicación de los impuestos.
El marco regulatorio de los ESS en Brasil sigue en una etapa inicial. Desde 2023, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) ha venido elaborando una hoja de ruta regulatoria con previsión de finalización para 2027.
Aunque ha habido avances, persisten vacíos importantes, especialmente en lo relativo a la asignación de ingresos, licitaciones de capacidad, licencias ambientales y reglas más claras para la integración amplia de tecnologías de almacenamiento en el mercado. Sin esos desarrollos, las inversiones en ESS seguirán limitadas a pesar de su potencial técnico.
El informe también resalta que la conclusión del primer ciclo de la hoja de ruta regulatoria de almacenamiento de Aneel será un paso importante para la incorporación de estas tecnologías. No obstante, se requerirán medidas complementarias para permitir su participación en licitaciones de capacidad y en la planificación del sector.
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